2020年国内光热发电或再无新增项目
1月22日，三部委下发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，《意见》称，当前，非水可再生能源发电已进入产业转型升级和技术进步的关键期，风电、光伏等可再生能源已基本具备与煤电等传统能源平价的条件。
根据基金征收情况和用电量增长等因素，国家发改委、国家能源局将进一步明确2020年可享受补贴的可再生能源发电类型和分类别的补贴额度，确保新增项目补贴额度控制在50亿元以内。 《意见》明确，自2020年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。 目前，国内光热发电站项目上网电价高达1.15元/kWh，这项政策无疑意味着2020年国内光热发电或再无新增项目，2021年底之后，首批光热示范项目结束，固定电价补贴的模式也将被彻底终结。 困难重重的光热产业 光热发电补贴之所以被叫停，原因早在其诞生之时便初露端倪。 2011年，光热产业在我国破茧而出，一初始便引发热议。最初大唐新能源在鄂尔多斯的50兆瓦光热项目，遇到了招标电价难以确定的问题。由于当时发改委价格司并未规范光热电价，导致光热上网电价在起步就曾被刻意压低，最低报到9毛左右。 对于当时在全国都没有示范项目的光热产业而言，大唐的鄂尔多斯项目电价起着决定产业走向的关键作用。企业认为没有电价就没法做；政府又认为没有示范项目就没有参照的余地。这种拉扯状态，持续了近五年。 2016年9月12日，光热电价终于公布，最终定为1.15元。虽然并未达到企业1.2、1.3元的预期，但也较为理性。 在低电价、高门槛的背景之下，光热市场尚未开始就经历了一轮洗牌。从2016年国家能源局启动首批20个光热发电示范项目以来，光热发电装机规模总量达1.35GW，带动了一批材料、设备制造以及电站建设企业快速发展。但由于技术、资金等原因，延期、退出情况屡现，首批光热示范项目并未达到人们的预期，为后续太阳能光热的发展蒙上了一层阴影。 在推进产业进程中，一部分观点认为，受限于市场容量，上游设备制造企业未形成规模化产能，聚光镜、集热管、追踪器等关键组件的生产成本居高不下。同时国内投入运营的兆瓦级以上光热发电项目屈指可数，运行时间普遍短于3年，尚未形成具备参考价值的长期运行记录。 从业者则表示，光热发电的各条技术路线差异程度较大，目前还存在运行效率不稳定等问题。像反射镜的制作，可以花钱从国外买生产线，但以集热器来看，它聚焦的光的强度非常强，冷热温差也非常大，没有光会迅速降温。所以它的工作环境很恶劣，对材料的要求非常高，这些都是光热发展的障碍和瓶颈。 此外，融资难也是掣肘光热发展的重要原因。资料显示，尽管从政策环境、技术前景来看，光热电站似乎拥有了能够吸引资本的一切优点。但光热发电明显成本高，在示范项目成功投运之前，金融行业担忧多少年会收回成本，所以部分光热电站市场仍然缺少资金。 相比之下，同样为可再生能源的光伏、风力发电则起步更早，推进也较为顺利，产业化成熟，并相继攻占了海内外的新能源市场。而作为新兴行业，光热发电还处于试点示范阶段，不像风电光伏已经进入平价上网，竞争产业的发展一定程度导致了光热项目补贴的戛然而止。 光热未来该何去何从 实际上，补贴叫停为光热发展带来许多不确定性，但也并非全无希望。“光热发电仍会有一定的市场空间，这个空间很大可能存在于多能互补电站开发上。”一位资深业内人士做出了以上预测。 以友好并网和全额上网为目标，多能互补可再生能源发电项目前景可见，所以光热也有可能打包入整体的技术方案。但是否有机会，取决于光热+的经济性是否稍好于储能+，综合经济性是尤其重要的一点。 国际可再生能源署IRENA此前发布的报告指出，2018年全球光热发电加权平均LCOE为0.185美元/kWh，较2017年下降26%，较2010年下降46%。美国咨询公司Lazard在2019年底发布的美国各类能源发电的全生命周期平准化成本LCOE报告指出，在不考虑联邦政府税收优惠的情况下，带储能的塔式光热发电成本目前为126-156美元/兆瓦时(约合人民币0.88-1.09元/千瓦时)，屡创光热低价记录。 当前，光热发电的成本是常规能源发电成本的一倍以上，电站投资成本是光伏的4倍。若想在补贴退坡以后能适应能源市场，光热技术成本及非技术成本的下降需共同发力，起码能与光伏+的成本相抗衡，才能保证光热的竞争力。 有观点认为，新政既然明确光热项目由地方按照情况予以支持，业内应与地方政府积极沟通，探讨可行的补贴方式，争取地方性优惠支持政策。 然而，获取地方支持并非易事。中国适合光热发电的地区主要在西北部包括青海、甘肃、内蒙古、新疆和西藏，由于光热发电项目多处于欠发达地区，恐怕并不能保证地方补贴实施的可能性。 尽管如此，仍有部分从业者并不希望光热成为一个悲催的“短命”行业。业内专家表示，作为既定的战略性机遇，国家应在“十四五”期间继续扶持光热发电产业的发展，并且，应尽快解决首批已上网发电的光热示范项目的补贴资金拖欠问题，为延期的示范项目制定电价。 而且，既然定为示范项目，就应该与其它较成熟的可再生能源技术区别对待，在国家补贴资金紧张的情况下，应给予优先支付，以保障达到其示范意义的战略目标。在政策上对后期价格退坡机制，包括对可再生能源行业的税收机制的制定和调整也是必要的。 如今看来，失去国补已经成为光热难以为继的第一步，但最终光热的发展到底会不会成为一个“伪命题”?在没有成熟的技术解决成本过高的问题之前，光热的未来恐怕只会难上加难。
根据基金征收情况和用电量增长等因素，国家发改委、国家能源局将进一步明确2020年可享受补贴的可再生能源发电类型和分类别的补贴额度，确保新增项目补贴额度控制在50亿元以内。 《意见》明确，自2020年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持。 目前，国内光热发电站项目上网电价高达1.15元/kWh，这项政策无疑意味着2020年国内光热发电或再无新增项目，2021年底之后，首批光热示范项目结束，固定电价补贴的模式也将被彻底终结。 困难重重的光热产业 光热发电补贴之所以被叫停，原因早在其诞生之时便初露端倪。 2011年，光热产业在我国破茧而出，一初始便引发热议。最初大唐新能源在鄂尔多斯的50兆瓦光热项目，遇到了招标电价难以确定的问题。由于当时发改委价格司并未规范光热电价，导致光热上网电价在起步就曾被刻意压低，最低报到9毛左右。 对于当时在全国都没有示范项目的光热产业而言，大唐的鄂尔多斯项目电价起着决定产业走向的关键作用。企业认为没有电价就没法做；政府又认为没有示范项目就没有参照的余地。这种拉扯状态，持续了近五年。 2016年9月12日，光热电价终于公布，最终定为1.15元。虽然并未达到企业1.2、1.3元的预期，但也较为理性。 在低电价、高门槛的背景之下，光热市场尚未开始就经历了一轮洗牌。从2016年国家能源局启动首批20个光热发电示范项目以来，光热发电装机规模总量达1.35GW，带动了一批材料、设备制造以及电站建设企业快速发展。但由于技术、资金等原因，延期、退出情况屡现，首批光热示范项目并未达到人们的预期，为后续太阳能光热的发展蒙上了一层阴影。 在推进产业进程中，一部分观点认为，受限于市场容量，上游设备制造企业未形成规模化产能，聚光镜、集热管、追踪器等关键组件的生产成本居高不下。同时国内投入运营的兆瓦级以上光热发电项目屈指可数，运行时间普遍短于3年，尚未形成具备参考价值的长期运行记录。 从业者则表示，光热发电的各条技术路线差异程度较大，目前还存在运行效率不稳定等问题。像反射镜的制作，可以花钱从国外买生产线，但以集热器来看，它聚焦的光的强度非常强，冷热温差也非常大，没有光会迅速降温。所以它的工作环境很恶劣，对材料的要求非常高，这些都是光热发展的障碍和瓶颈。 此外，融资难也是掣肘光热发展的重要原因。资料显示，尽管从政策环境、技术前景来看，光热电站似乎拥有了能够吸引资本的一切优点。但光热发电明显成本高，在示范项目成功投运之前，金融行业担忧多少年会收回成本，所以部分光热电站市场仍然缺少资金。 相比之下，同样为可再生能源的光伏、风力发电则起步更早，推进也较为顺利，产业化成熟，并相继攻占了海内外的新能源市场。而作为新兴行业，光热发电还处于试点示范阶段，不像风电光伏已经进入平价上网，竞争产业的发展一定程度导致了光热项目补贴的戛然而止。 光热未来该何去何从 实际上，补贴叫停为光热发展带来许多不确定性，但也并非全无希望。“光热发电仍会有一定的市场空间，这个空间很大可能存在于多能互补电站开发上。”一位资深业内人士做出了以上预测。 以友好并网和全额上网为目标，多能互补可再生能源发电项目前景可见，所以光热也有可能打包入整体的技术方案。但是否有机会，取决于光热+的经济性是否稍好于储能+，综合经济性是尤其重要的一点。 国际可再生能源署IRENA此前发布的报告指出，2018年全球光热发电加权平均LCOE为0.185美元/kWh，较2017年下降26%，较2010年下降46%。美国咨询公司Lazard在2019年底发布的美国各类能源发电的全生命周期平准化成本LCOE报告指出，在不考虑联邦政府税收优惠的情况下，带储能的塔式光热发电成本目前为126-156美元/兆瓦时(约合人民币0.88-1.09元/千瓦时)，屡创光热低价记录。 当前，光热发电的成本是常规能源发电成本的一倍以上，电站投资成本是光伏的4倍。若想在补贴退坡以后能适应能源市场，光热技术成本及非技术成本的下降需共同发力，起码能与光伏+的成本相抗衡，才能保证光热的竞争力。 有观点认为，新政既然明确光热项目由地方按照情况予以支持，业内应与地方政府积极沟通，探讨可行的补贴方式，争取地方性优惠支持政策。 然而，获取地方支持并非易事。中国适合光热发电的地区主要在西北部包括青海、甘肃、内蒙古、新疆和西藏，由于光热发电项目多处于欠发达地区，恐怕并不能保证地方补贴实施的可能性。 尽管如此，仍有部分从业者并不希望光热成为一个悲催的“短命”行业。业内专家表示，作为既定的战略性机遇，国家应在“十四五”期间继续扶持光热发电产业的发展，并且，应尽快解决首批已上网发电的光热示范项目的补贴资金拖欠问题，为延期的示范项目制定电价。 而且，既然定为示范项目，就应该与其它较成熟的可再生能源技术区别对待，在国家补贴资金紧张的情况下，应给予优先支付，以保障达到其示范意义的战略目标。在政策上对后期价格退坡机制，包括对可再生能源行业的税收机制的制定和调整也是必要的。 如今看来，失去国补已经成为光热难以为继的第一步，但最终光热的发展到底会不会成为一个“伪命题”?在没有成熟的技术解决成本过高的问题之前，光热的未来恐怕只会难上加难。
